Эксплуатация нефтяных и газовых скважин

Активизация законтурной водяной зоны (activity of external outline water) – образовании е обширных зон прогрева при тепловом воздействии на залежь, что способствует к неминуемому вторжению контурных вод в зону отбора.

Анализ разработки месторождения (analysis of oil-gas-field development) – комплекс исследовательских работ по мониторингу функционирования фактически реализованной системы разработки и сопоставлению её с запроектированной системой, анализу результатов проведения стандартных и специальных промысловых исследований с целью оценки эффективности работы нефтегазодобывающего предприятия и разработки рекомендаций по внесению корректив в технологию управления процессом разработки.

Барьер гидродинамический (hydrodynamic barrier) – область пласта с нисходящим потоком воды, в границах которой напор достигает градиентов, препятствующих движению нефти (газа) вверх по восстанию пласта. Барьер обусловливает образование гидродинамичеси экранированных залежей нефти и газа.

Валнефтяной (bank of oil) – нефтяная оторочка, перемещаемая по пласту вытесняющим агентом (в процессе повышения нефтеотдачи).

Взаимодействие пластов гидродинамическое (hydrodynamic interference) - перераспределение давления в сообщающихся (по линиям тектонических нарушений, пробуренным скважинам, зонам слияния и др.) нефтегазоводоносных пластах.

Взаимодействие скважин (well interference, well interaction) - интерференция скважин, - изменение дебитов скважин, или их забойных давлений, или тех и других одновременно под влиянием изменения режима работы окружающих скважин.

Влагосодержание (газа) (moisture content) – масса влаги во влажном газе, содержащаяся в единице массы (1 кг) сухого газа.

Возврат скважин (well return) – перевод скважин на добычу нефти или газа с одних объектов на другие.

Воздействиематричное (matrix attack) – (американская терминология) - процесс нагнетания жидкости (кислоты или растворителя) в скважину при давлении ниже давления трещинообразования.

Воронка депрессии (cone of depression) - зона резкого снижения давления в пласте вокруг действующей добывающей скважины, группы скважин или в зоне отбора в целом.

Воронка пластового давления, депрессионная (cone of formation pressure depression) — зона пониженного давления, образующаяся вокруг работающей скважины. При остановке скважины пластовое давление восстанавливается, и депрессионная воронка постепенно исчезает. Динамическое пластовое давление устанавливается и скважине тем быстрее, чем выше коэффициент продуктивности скважины и коэффициент пьезопроводности пласта.

Восстановление пластового давления в скважине (repressuring, pressure build-up) - изменение давления на забое скважины после прекращения отбора жидкости или газа из нее до значения динамического пластового давления.

Восстановление уровня жидкости в скважине (mud fluid level build-up) – подъём уровня жидкости в механизированной скважине до статического после прекращения отбора жидкости из нее.

Газ сепарации (separation gas) – газ, получаемый в процессе обработки пластового газа газоконденсатных залежей на газовом промысле в сепараторе.

Газгольдер (gas-holder) – стационарное стальное сооружение для приема и хранения газа перед подачей в распределительные газопроводы или установки для его переработки.

Газлифт (gas-lift) – подъёмник, работающий с использованием природного (попутного) газа. Или: система под давлением газа, заставляющая скважину фонтанировать.

Газлифт бескомпрессорный (compressorless gas-lift) – способ подъёма жидкости из скважины с использованием природного газа высокого давления (также: бескомпрессорный газовый подъёмник).

Газодинамика (gas dynamics) – раздел механики о движении сжимаемых газов, силовом и тепловом их взаимодействии с поверхностью обтекаемых ими те6л.

Газоотдача газового пласта (gas recovery) – степень извлечения запасов газа.

Газоотделение (сепарация газа), ГИС(gas-oil separation) - выделение газа при снижении давления ниже давления насыщения, хотя газ начинает выделяться в НТК и трубопроводах; сепараторы, трапы – основные устройства для сепарации газа.

Газосодержащие массовое, расходное (outflow mass gas content) – отношение массового расхода газообразной фазы к сумме массовых расходов фаз в газо (паро)-жидкостном потоке

Газосодержание объёмное, истинное (verified volume gas content) – отношение площади поперечного сечения, занимаемой газообразной фазой, к полной площади сечения газо(паро)-жидкостного потока. Или: отношение приведенной скорости газообразной фазы к её истинной скорости.

Газосодержание объёмное, расходное (outflow volumetric gas content) – отношение объёмного расхода газообразной фазы к сумме объёмов расходов фаз в газо(паро)-жидкостном потоке

Газопроницаемость (gas permeability) – свойство твёрдых тел пропускать газ под действием перепада давления.

Гидрат (hydrate) – смесь воды и углеводородов, которая образуется в условиях пониженной температуры и давления в установке для сбора, сжатия и перекачки газа.

Гидратыгазовые (gas gydrates) – твёрдые кристаллические соединения, образующиеся при определённых термобарических условиях из воды (водного раствора, льда, водяных паров) и низкомолекулярных газов.

dripper (проф.)скважина, выдающая нефть в незначительном количестве

drown well (проф.) обводненная скважина

dual a well эксплуатировать одновременно два горизонта

dual pumping well (проф.) скважина для одновременной раздельной насосной эксплуатации двух горизонтов

и т.д.

Давление забойное в эксплуатируемой скважине (producing bottom-hole pressure) – давление столба жидкости в скважине на глубине нахождения пласта.

Давление в межтрубном пространстве (casing pressure) – давление между обсадной и насосно-компрессорной колоннами.

Давление в ПХГ, максимально допустимое (allowable [authorized] maximum pressure) – давление, превышение которого может привести к нарушению герметичности подземного газового хранилища.

Давление забрасывания (minimum “thrown” pressure) – минимальное пластовое давления, которое ещё обеспечивает рентабельность поставок газа в магистральный газопровод с помощью дожимных компрессорных станций, ДКС.

Давлениезатрубное (annulus presure) - давление в кольцевом пространстве между подъемными трубами и обсадной колонной, замеряемое на устье скважины специальным манометром.

Давлениекритическое (critical pressure) – давление, соответствующее критической температуре, т.е. это предельное давление, при котором и ниже которого газ не переходит в жидкое состояние, как бы ни была низка температура.

Давление максимальной конденсации пластового газа (maximum condensation pressure) – равновесный параметр фазовых переходов пластовой газоконденсатной системы, при которой прекращается процесс конденсации, и при дальнейшем снижении пластового давления происходит испарение выпавшего в пласте нестабильного конденсата.

Давление насыщения нефти газом (pressure gas saturation) – давление, при котором определённый объём газа находится в растворённом состоянии в нефти. Давление насыщения определяется лабораторными анализами глубинных проб нефти, отобранных с забоев скважин.

Давление на контуре (boundary pressure) – давление на контакте вода – нефть или вода – газ

Давление насыщения пластовой нефти (buble-point pressure of reservoir oil) – давление, при котором из нефти начинают выделяться первые пузырьки растворённого газа; оно зависит от состава нефти и газа, от соотношения их объёмов и температуры. Или: наименьшее давление, при котором смесь нефти и газа в пласте находятся только в жидкой фазе. При снижении давления ниже давления насыщения из жидкой фазы начнёт выделяться свободный газ.

Давление начала конденсации (pressure of the condensation begining) – давление, после которого из газовой фазы начинает выделяться (конденсироваться) жидкость.

Давление пластовое начальное (initial formation pressure) – давление в пласте до начала разработки месторождения.

Давлениепусковое (в компрессорной эксплуатации) (starting pressure) — давление нагнетаемого воздуха в тот момент, когда он, вытеснив из затрубного пространства всю жидкость, достигает башмака подъемных труб.

Дебит (output, production rate, yield, discharge) – объём жидкости или газа, поступающих в единицу времени из естественного или искусственного источника, л/с, м³/с, м³/час, м³/сут.

Дебит газа (gas flow rate) - количество газа в объёмном или весовом выражении, скважины или из какого-либо источника в единицу времени (в час, в сутки и т.п.).

Дебит скважины (well flow rate, well discharge, well yield) – среднее количество нефти или газа, которое получают из скважины в единицу времени. Дебит скважины зависит от коэффициента продуктивности, коэффициента совершенства скважины и задаваемой репрессии давления. Измеряется обычно в тоннах в сутки и колеблется от долей тонны до несколько тысяч тонн.

Дебит скважины, абсолютно свободный (absolute free gas production rate) – дебит газовой скважины при депрессии на пласт, равный по величине пластовому давлению. Характеризует потенциальные добычные возможности скважины, которые она может теоретически реализовать при забойном давлении, равном атмосферному (т.е. без учёта ствола скважины).

Дебит скважины, оптимальный (optimum production rate) – максимальный дебит, при котором учитываются геолого-технические и экономические требования; это “техническая норма” отбора нефти (газа) из скважины.

Дебит скважины, потенциальный (potential production rate) – дебит скважины, получаемый при максимальной депрессии.

Дебит скважины, теоретический (absolute open-flow potential) – дебит скважины при отсутствии в ней противодавления.

Депрессия (depression) - разность между пластовым и забойным давлениями, показывающая, на сколько пластовое давление выше забойного.

Деэмульгатор (demulsifier, emulsion breaker) – поверхностно-активное вещество, обладающее более высокой активностью, чем эмульгатор, применяемый для предотвращения образований, а также для разрушения уже образовавшихся нефтяных эмульсий. Деэмульгатор вытесняет с поверхностного слоя капли воды эмульгатора, образует гидрофильный адсорбционный слой, в результате чего мелкие капли воды при столкновении коалесцируют (сливаются) в более крупные капли и оседают.

Деэмульсация (emulsion treating) – процесс разложения эмульсии с целью отделить нефть от воды и других загрязнителей.

Диаграммалинейная (linear chart) – непосредственная диаграмма-запись дебитомера, показывающая статическое и дифференциальное давление на протяжении определённого периода времени.

Диаграмма скважиныиндикаторная (indicator card of well) - построенный по данным исследования скважины методом установившихся отборов график зависимости дебита (приемистости) скважины (ось абсцисс) от забойного давления или от перепада между пластовым и забойным давлением (ось ординат). Его использование позволяет определять продуктивность скважины, установить оптимальную норму отбора жидкости (газа) или закачки рабочего агента по скважине, судить об изменении проницаемости в призабойной зоне скважины (В.Н. Васильевский, АН. Петров, 1973). По газовым скважинам индикаторные диаграммы строят в виде графической зависимости дебита от разности квадратов пластового и забойного давлений или в других видах. Или: диаграмма, отражающая по скважине зависимость между дебитом и перепадом давления. Основное её назначение которой состоит в том, чтобы по данным небольшого числа исследований предсказать добычные возможности скважины при изменении перепада давлений и, кроме того, с помощью дополнительных данных в некоторых случаях оценивать такие фильтрационные характеристики пласта, как его гидропроводность и проницаемость (С.Г. Каменецкий, Б.С. Кузьмин, В П. Степанов, 1974).

Динамометрия глубинно-насосных скважин (dynamometry of deep oil pump well) – измерение с помощью динамометров (динамографов) изменения нагрузок на штанги за время двойного хода (вверх и вниз), т.е. оценивает качественные показатели работы глубинного насоса.

Динамометрирование (dinamometry) – метод оперативного контроля и анализа работы подземного оборудования в скважинах, оснащённых станками-качалками. Метод позволяет выявить причины, вызывающие снижение или прекращение подачи насоса; выбрать необходимый вид ремонта и проверить качество его проведения.

Добыча нефти, шахтная (oil mining) – способ добычи нефти, основанный на проведении системы подземных выработок, применяемый для разработки залежей с высоковязкими нефтями (битумами), а также неоднородных энергетически истощенных залежей нефти средней вязкости.

Добыча природного газа (natural gas production) – процесс извлечения жидких и газообразных углеводородов из недр с помощью технических средств.

Дренаж (drainage) — естественный или искусственный сток наземных и подземных вод, а так же отток нефти из нефтеносности пласта.

Дренирование пласта (reservoir drainage) – процесс истечения нефти из пласта в скважину.

Дренирование скважины (well drainage) – отбор из скважины жидкости (газа).

Дросселирование (throttling) – процесс уменьшения давления при неравновесном расширении газа (жидкости) без совершения технической работы. Или: расширение жидкости, пара или газа при прохождении через дроссель – местное гидродинамическое сопротивление (сужение трубопровода, вентиль, кран и др.), сопровождающееся изменением температуры (используется для глубокого охлаждения и сжижения газов) – эффект Джоуля – Томсона.

Дыхание (breathing) – движение нефтяных паров, воздуха из или в нефтехранилище вследствие изменения атмосферной температуры в течение суток.

Закон Дарси, линейный закон фильтрации (Darcy low) – эмпирическое соотношение, устанавливающее линейную связь между скоростью фильтрации и перепадом давления при течении флюида (газ, жидкость) через образец пористой среды принятой длины.

Замер дебита скважины (gaging of well) – замер дебита нефти, газа, воды по скважине, выполняемый с установленной периодичностью непосредственно у скважины с помощью специальных устройств либо на групповой установке или сборном пункте. Осуществляется с помощью автоматизированных групповых установок типа «Спутник» и др., в целях учета добываемой продукции, контроля над состоянием скважины и эксплуатационного оборудования.

Защитаэлектрохимическая (electrochemical protection) - защита, которая применяется для нефтепромысловых резервуаров от коррозии, - протекторная и катодная.

Зона влияния скважины (zone of well influence) — часть площади пласта вокруг работающей скважины, за пределами которой давление практически постоянно, и течения жидкости к скважине не происходит. При движении жидкости к скважине за счет упругих сил пласта площадь зоны влияния сскважины постоянно расширяется, и в «упругое перемещение» вовлекается все большая масса жидкости. Граница зоны влияния скважины — понятие условное, так как положение её определяется произвольно задаваемой величиной градиента давления, при которой практически возможно пренебречь скоростями движении. Теоретически же влияние скважины распространяется и вне зоны влияния скважины до границ пласта, но градиенты давлений в этой области настолько малы, что всякое перемещение жидкости там невозможно.

Зона пласта, призабойная, ПЗП (critical area of formation) - примыкающая к стволу скважины часть пласта, в которой при вскрытии происходят изменения его естественных параметров.

Зона (пласт) продуктивная (pay zone, or pay formation) – (разбуриваемый) пласт, содержащий нефть или газ в промышленном объёме.

Зонымёртвые (well pattern dead area) – наличие мёртвых зон между скважинами при принятой сетке размещения

Ингибиторы гидратообразования (hydrating inhibitors) - водорастворимые вещества: 1) изменяющие термобарические условия образования гидратов (т.н. термодинамические ингибиторы); 2) уменьшающие скорость образования гидратов в газожидкостном потоке (т.н. кинетические ингибиторы).

Испытание газовой скважины (postcompletional flow test, gas flow test) – промыслово-экспериментальное исследование поведения скважины как горной выработки и как технической конструкции в различных горно-геологических условиях и при различных режимах её эксплуатации.

Исследование добывающих скважин (production well logging) – комплекс операций, проводимых для определения важнейших параметров залежи: продуктивности, проницаемости, пьезопроводности, начальных и текущих пластовых и забойных давлений и др., а также дебитов нефти, газа и воды, газового фактора, содержания в добывающей жидкости песка и др.

Исследование скважин (borehole survey) - проведение работ для изучения геолого-физических свойств пласта, пластовых жидкостей и газов с целью получить исходные данные для проектирования разработки новых месторождений, выбора методов искусственного воздействия на залежи и призабойную зону скважины, установления, контроля и регулирования режима работы пластов и скважин. Или: изучение скважины геологическими, геофизическими, гидродинамическими и другими методами для определения условий работы самой скважины, а также коллекторской характеристики пласта и условий фильтрации на участке пласта, дренируемом.

Интерференция скважин (well interference) – явление, выражающееся в изменении дебитов скважин или их забойных давлений или тех и других одновременно

Истощение газовой залежи (gas pool depletion) – уменьшение начальных запасов газа в продуктивном пласте, связанное с его добычей.

Кинетика гидратообразования (hydrating kinetics) – скорость и механизм образования газовых гидратов.

Коллекторанефтесодержащие (oil content reservoir) – породы, поры, пустоты и трещины которых являются (или могут быть) вместилищами для нефти и газа.

Конденсациянизкотемпературная (low temperature condensation) – переход вещества из газообразного состояние в жидкое в результате его охлаждения до температуры – 100⁰С.

Контакт водонефтяной, ВНК (water-oil contact) – поверхность, отделяющая в нефтяной залежи зону полного нефтенасыщения от переходной зоны. Поверхность в основном горизонтальная, но может быть и наклонная, и более сложной формы. Принимается горизонтальной.

Контроль технического состояния скважины (technological well control) - комплекс геофизических, технологических и гидродинамических исследований в скважинах при их бурении и эксплуатации для изучения их состояния: кривизны и освоении ствола, выявления мест поглощения бурового раствора.

Конусводяной (water cone) – локальное поднятие поверхности подошвенной воды при эксплуатации скважине в нефтяных и газовых залежах.

Конусгазовый (gas cone) – деформированная поверхность раздела между газо- и нефтенасыщенной (водонасыщенной) частями пласта в окрестности забоя нефтяной (водяной) скважины.

Коэффициент водонасыщенности (water saturation factor) - отношение объёма содержащейся в породе воды к объёму пор этой же породы.

Коэффициент вытеснения газа (gas displacement coefficient) – отношение количества извлечённого газа к начальному его содержанию в образце.

Коэффициент вытеснения нефти (oil displacement coefficient) – отношение объёма нефти, вытесненной закачанным агентом, к начальному объему нефти.

Коэффициент газоотдачи (gas recovery factor) – отношение добытого количества к утверждённым контролирующим недропользование органом геологическим запасам газа.

Коэффициент гидродинамического несовершенства (coefficient of hydrodynamic(al) imperfection) - коэффициент влияния глубины и степени загрязнения призабойной зоны на добывающие возможности скважины, несовершенной по качеству вскрытия пласта бурением. Отношение дебита скважины фактического к теоретически возможному.

Коэффициент извлечения конденсата из недр, КИК (condensate recovery coefficient) - отношение разности начального потенциального содержания конденсата и пластовых потерь конденсата к его начальному потенциальному содержанию.

Коэффициент извлечения нефти (америк.) (oil recovery factor) - соотношение объема нефти, который может быть извлечен в ходе промышленной разработки залежи к объему балансовых запасов залежи.

Коэффициент нефтеотдачи (oil recovery factor, productive index) – отношение количества извлечённой из залежи нефти к общим запасам её в пласте.

Коэффициент нефтенасыщенности (oil saturation factor) – отношение объёма содержащейся в породе нефти к общему объёму пор породы.

Коэффициент нефти, объёмный (volume oil coefficient) – отношение объёма нефти с растворённым в ней газом к её объёму после дегазации. Или: он показывает, какой объём в пластовых условиях занимает 1 м³ сепарированной нефти.

Коэффициент продуктивности пласта (well productivity [production] factor) – показывает, на какую величину возрастает дебит скважины (т/сут.) при увеличении депрессии на пласт на 0, 1 МПа.

Коэффициент продуктивности скважины (well productivity [production] factor) – отношение дебита скважины к перепаду давления, при котором получен данный дебит. Величина коэффициента продуктивности скважины прямо пропорциональна толщине работающего пласта и его проницаемости, обратно пропорциональна вязкости фильтрующейся в скважину жидкости и в меньшей степени — логарифму отношения радиуса контура питания к радиусу скважины. Коэффициент продуктивности скважины показывает приращение суточного притока в скважину при увеличении депрессий давления на 1 am. Величины коэффициента продуктивности скважины колеблются от долей тонны до сотен тонн в сутки на атмосферу. Различают: 1) удельный коэффициент продуктивности —коэффициента продуктивности скважины, отнесенный к единице вскрытой данной скважиной толщины пласта (к 1 м). 2) приведенный коэффициент продуктивности — коэффициент продуктивности данной гидродинамически несовершенной скважины, если бы она была гидродинамически совершенной и работала при том же перепаде давления. Приведенный коэффициент продуктивности скважины численно равен отношению коэффициента продуктивности к коэффициенту совершенства скважины.

Коэффициент продуктивности, удельный (specific well productivity factor) – коэффициент продуктивности скважины, отнесенный к единице вскрытой данной скважиной мощности пласта. Используется для сравнительной оценки продуктивности скважин, для определения кондиционных значений параметров нефтегазонасыщенных пластов и др.

Коэффициент растворимости газа (coefficient of gas solubility) – коэффициент, показывающий, сколько газа растворяется в единице объёма жидкости при повышении давления на единицу; коэффициент растворимости для разных газов в нефти в зависимости от условий растворения изменяется от 0, 4× 10^-5 до 1× 10^-5 Па^-1.

Коэффициент сжимаемости газа (gas compressibility factor) – отношение объёмов равного числа молей реального и идеального газа при одинаковых давлении и температуре.

Коэффициент сжимаемости нефти ( oil compressibility factor) – изменение объёма нефти, приходящееся на единицу изменения давления.

Коэффициент снижения дебита или добычи (effective decline rate) – величина снижения дебита за определённый период (месяц, год), поделённая на дебит в начале периода.

Коэффициент эксплуатации скважин (well operating coefficient) – отношение числа физически отработанных за год скважиной суток к календарному году (365 суток).

Коэффициенты вириальные (virial coefficient) - коэффициенты в уравнении состояния реального газа, учитывающие особенности реальных газов в сравнении с идеальными.

Кривая восстановления давления (pressure-build-up curve) – кривая восстановления в скважине давления от забойного до пластового. Наклон ее зависит от дебита скважины, с которым она эксплуатировалась до остановки, гидропроводности и пьезопроводности пласта, величины приведенного радиуса скважины, на основании анализа которой можно определять некоторые гидродинамические характеристики скважины и пласта в ее районе (B.H. Васильевский, А.И. Петров, 1973). Или: зависимость в координатах p (забойное давление) или ∆ p (депрессия) - lgt, построенная по результатам восстановления давления в скважине после ее остановки (В.М. Муравьёв1975).

Кривая отдачи (с 1 га) (efficiency [output] curve) – это кривая, которая служит для определения запасов нефти как произведения площади нефтеносности пласта на отдачу с 1 га. Отдача с 1 га изучается по данным разработки месторождений, находящихся в эксплуатации в изучаемом нефтеносном районе. По сравнению с кривыми «расстояние — время» кривые отдачи с 1 га дают более высокую корреляционную связь и увеличивают точность подсчетов К о с 1 га предложена М. С. Напольским.

Кривыеиндикаторные (pressure-build-up curves) - кривые, построенные по давлениям восстановления, по которым определяют показатели пласта, т.е. зависимость дебита скважины от величины депрессии.

Кривые производительности (productivity curve) - это кривые которые позволяют определить темп падения какого-либо известного нам дебита (начального или текущего) до конца «жизни» скважины.

Линия газовой скважины, индикаторная (indicated line) – зависимость дебита газовой скважины от разности квадратов пластового и забойного давлений.

Лифт (lift) – 1. Колонна или комбинация колонн подъемных труб, спускаемых в скважину при фонтанной и компрессорной эксплуатация для облегчения подъема нефти на поверхность. 2. Подъем нефти на поверхность за счет энергии газа, расширяющегося в колонне подъемных труб.

Метод восстановления давления (bottom-hole pressure build – up method) - гидродинамический метод определения фильтрационных характеристик пласта в скважине. Он основан на изучении неустановившихся процессов фильтрации жидкостей или газов, и предусматривает изучение процессов изменения забойного давления и дебита скважины во времени или при переходе от одного установившегося режима эксплуатации к другому, или в простейшем варианте - непрерывную регистрацию (в течение определенного времени) забойного давления скважины после прекращения ее эксплуатации (В.Н. Васильевский А.И. Петров, 1973).

Метод восстановления пластового давления (build-up test) – метод, позволяющий определить радиус дренажа скважины.

Метод прослеживания давлений – см. метод прослеживания уровней.

Метод прослеживания уровней (levels observation method) – метод исследования скважин на приток, основанный на определении скорости изменения положения уровня и дебетов скважины, соответствующих мгновенному положению уровня, отбиваемого аппаратом Яковлева или эхолотом. Однако вследствие отставания процесса перераспределения давления в пласте от изменения забойного давления в скважине «мгновенный дебит», замеренный для какого-то положения уровня в процессе его движения, не может быть равен установившемуся дебиту при установившемся динамическом уровне. Поэтому при исследовании скважин на приток следует пользоваться методом установившихся отборов.

Метод суперпозиции (superposition method) – гидродинамически обоснованный метод, позволяющий путём графического наложения и геометрического сложения полей траектории различных потоков получать результирующее гидродинамическое поле фильтрационного потока, нанеся на чертеж дополнительно изобары как линии, ортогональные траекториям.

Метод установившихся отборов, или пробных откачек (method of steady sampling) – метод, применяемый для исследования всех видов скважин и заключающийся в том, что путём промысловых измерений устанавливаются зависимости между дебитом скважины и величиной её забойного давления.

Методы исследования газовых скважин, газодинамические (gas dynamic research methods) – получение информации о термобарических параметрах работы скважины (давление, температура) на различных режимах или дебитах газа, устанавливаемых в процессе испытания, с помощью специального измерительного комплекса.

Методы разработки газоконденсатных месторождений, вторичные (secondary gas condensate pool [deposit] development) – геотехнологии извлечения выпавшего в пласте конденсата на поздних стадиях разработки месторождения.

Методы разработки месторождений природного газа (gas pool development methods) – совокупность геотехнологий извлечения природного газа и сопутствующих углеводородов из месторождения.

Мощность (толщина) нефтенасыщенного коллектора, эффективная (net pay) – толща коллектора, которая не включает непродуктивные интервалы (непроницаемые пропластки и др.).

Нефтенасыщенность минимальная остаточная пор пласта-коллектора (residual saturation, critical saturation) – нефтенасыщенность, при которой нефть течёт в пластовых условиях, равная, примерно, 15%

Нефтеотдача пласта (oil recovery) – отношение величины извлекаемых запасов нефти к геологическим их запасам характеризует нефтеотдачу плата и носит название коэффициента нефтеотдачи (oil recovery coefficient)

Нефтепродукты (oil [petroleum] products) – смеси газообразных, жидких и твёрдых углеводородов различных классов, получаемых из нефти и нефтяных газов

Обводнённость нефти (water cutting of oil) – процентное содержание в нефти свободной и связанной в эмульсию воды.

Образование оторочки (banking) – процесс формирования вала перед фронтом вытеснения нефти.

Определение забойного давления (bottom-hole pressure determination) – замер давления глубинным манометром у кровли пласта при установившемся режиме работы скважины (часто перед остановкой скважины для замера пластового давления). При многопластовом объекте забойное давление может быть замерено непосредственно у кровли каждого пласта или определено с учетом поправки на разницу глубин залегания пластов, исходя из замера у одного из пластов. Определение забойного давления может быть осуществлено и иными путями с выполнением соответствующих расчетов по величине давления на устье действующей фонтанной скважины, по положению динамического уровня в механизированной скважине и др.

Определение пластового давления (reservoir pressure determination) – при однопластовое эксплуатационном объекте — замер давления глубинным манометром у кровли пласта после остановки скважины и восстановления в ней давления. При многопластовом объекте — экстраполяция до пересечения с осью давления индикаторных диаграмм каждого пласта, полученных в результате исследования скважин глубинным расходомером и глубинным манометром на нескольких установившихся режимах работы.

Опробование пластов в скважине (beds testing) – комплекс работ, выполняемых в законченной бурением скважине для раздельного испытания новых продуктивных пластов, выделенных по геолого-физическим данным, путем последовательной перфорации.

Осадкидонные (bottom settlings) – понятие, принятое для обозначения воды и грязи, которые осаждаются из нефти, отстаиваемой в ёмкостях

Оценка параметров продуктивного пласта (formation evaluation) - анализ и интерпретация каротажных данных, результатов испытания пластов для определения литологического состава отложений и содержания в них флюидов с целью оценить промышленное значение обнаруженных углеводородов.

Очистка нефтепродуктов (oil product purification) – освобождение нефтепродуктов от нежелательных или недопустимых в товарном продукте компонентов (сернистых, кислородных и азотистых соединений, смол).

Поверхностьдепрессионная (depression surface) - поверхность уровня подземных вод (или нефти в пласте), обусловленная движением воды или нефти вследствие естественного или искусственного дренажа.

Поток двухфазный (two-phase flow) – поток среды, состоящей из двух фаз (напр., газообразной и жидкой; газообразной и твёрдой; жидкой и твёрдой).

Потокограмма (flow diagram) - фиксируемая при исследовании добывающей или нагнетательной скважины глубинным дистанционным расходомером серия последовательных точек, отражающая характер нарастания расхода жидкости по мере перемещения прибора по толщине эксплуатационного объекта. Синонимы: расходограмма, дебитограмма.

Предупреждение образования гидратных пробок (prevention of hydrate blocks) - осуществляется путём установления соответствующего режима работы газовой скважины, подачи на забой антигидратных ингибиторов, систематического удаления с забоя скапливающейся там жидкости, а также применением футерованных труб. В фонтанной арматуре, обвязке, системе сбора и транспорта газа - вводом ингибиторов, обогревом отдельных участков, устранением резких колебаний давления.

Приёмистость скважины (well injectivity) – характеристика нагнетательной скважины, показывающая возможность закачки рабочего агента (воды, газа, пара0 в пласт.

Приток неустановившийся (unsteady flow) – изменяющийся во времени дебит скважины при данной депрессии и постоянных других факторах в связи с тем, что депрессия распространяется не мгновенно, с преодолением сил инерции пластовых флюидов и очисткой ПЗП при дренировании скважины.

Притокустановившийся (steady oil flow) — постоянный, неизменяющийся дебит скважины при данной депрессии и постоянных других факторах (диаметр штуцера и др.).

Проба газа (gas sample) – соответствующим образом отобранный (обычно с помощью аспиратора), с предотвращением попадания атмосферного воздуха и сохраняемый в герметичном сосуде образец газа, подлежащий анализу.

Проба пластовой нефти (formation oil sample) — проба нефти, поднятая с забоя скважины глубинным пробоотборником с сохранением пластового давления, используемая для изучения свойств пластовой нефти на специальной аппаратуре.

Продуктивность газовой скважины (gas well productivity) – дебит скважины, получаемый при определённой пластовой депрессии и характеризующий её производительность.

Производительность скважины (well capacity) — суммарная суточная добыча пластовых флюидов; добыча нефти, конденсата и воды измеряют в тоннах, газа - в кубических метрах.

Проницаемостьфазовая (phase permeability) – характеристика фильтрации отдельной фазы при многофазном течении через пористые среды.

Профиль притока, дифференциальный (differential profile of output) - диаграмма, показывающая величины притока жидкости в скважину на каждую единицу толщины пласта (эксплуатационного объекта). Синоним: дифференциальный профиль дебита.

Профиль притока, интегральный (integral input profile) — кривая, показывающая, рост дебита в скважине от подошвы к кровле продуктивного пласта (эксплуатационного объекта) (В.А. Блажевич, 1969). Синоним: интегральный профиль дебита.

Процессыгеодинамические (geodynamic processes) – изменение напряжённо-деформационного состояния (поле напряжений и деформаций) горных пород, вмещающих и окружающих месторождение, в результате его разработки.

Режим водонапорный (water pressure drive) – режим, при котором нефть движется в пласте к скважинам под напором краевых (или подошвенных) вод. Или: режим, при котором нефть движется в пласте к скважинам под напором краевых (или подошвенных) вод. Различают две фазы водонапорного режима: упругую, когда перемещение нефти в пласте происходит под действием сил упругого расширения воды в водонапорной области и упругости самого пласта при снижении пластового давления, и собственно водонапорную, стационарную, когда перемещение нефти происходит под действием напора установившегося потока воды между контуром питания и эксплуатационными скважинами.

Режим газовый (gas drive) – режим эксплуатации газовой залежи, при котором основной энергией для перемещения газа в пласте служит энергия сжатого газа. Или: режим газоносного пласта (газовой залежи), при котором движущей силой является упругость газа (АН. Санарский, 1961). Или: режим, при котором приток газа к забоям скважин обусловливается потенциальной энергией давления, под которым находится газ (С.Н. Закиров, Б.Б. Латук, 1974).

Режим, газонапорный или режим газовой шапки (gas-cap drive) – режим работы пласта, при котором основной энергией, продвигающей нефть по пласту, является напор газа газовой шапки.

Режим гравитационный (gravity drive, gravity drainage, gravity segregation) – режим работы залежи, при котором движение нефти по пласту к забоям скважин происходит за счёт силы тяжести самой нефти. Или: движение потока нефти в направлении вниз по структуре вследствие проявления силы тяжести, газ, будучи легче, поднимается над нефтью, и его добыча производится с вершины структуры.

Режим движения газовой фазы, дисперсно-кольцевой (annular-dispersed flow of gas phase) – фаза движения газо(паро) -жидкостной смеси, при которой жидкая фаза образует ядро потока, а газообразная фаза движется в виде плёнки по поверхности трубы и в виде мелких пузырей, распределённых в жидком ядре.

Режим движения жидкой фазы дисперсно-кольцевой (annular-dispersed flow) - форма движения газо- (паро)- жидкостной смеси, при которой газообразная фаза образует ядро потока, а жидкая фаза движется в виде плёнки по поверхности трубы и в виде мелких капель, распределённых в газообразном ядре.

Режим движения пузырьковый (bubble flow) – форма движения газо(паро)-жидкостной смеси, при которой газообразная фаза распределена в виде пузырьков, небольших по сравнению с характерным поперечным размером.

Режим движения эмульсионный (emulsified flow) – форма движения газо(паро)-жидкостной смес и, при которой газообразная фаза распределена в потоке в виде мелких объёмов, разделённых жидкими плёнками.

Режим работы нефтяной залежи (oil reservoir drive, production conditions of well) – характер проявления движущих сил в залежи, обеспечивающих продвижение нефти в пластах к забоям эксплуатационных скважин. Различают: водонапорный (water pressure regime, water drive), упругий и упруговодонапорный (active water drive), газонапорный, или режим газовой шапки (gas-cap drive), режим растворённого газа (solution [dissolved, internal] gas drive), гравитационный (gravity drive), смешанный (combination drive).

Режим растворённого газа (solution gas drive) - режим работы залежи, при котором нефть продвигается по пласту к забоям скважин под действием энергии пузырьков расширяющегося газа при выделении его из нефти, газа, перешедшего из растворенного состояния в свободное (или, точнее, в окклюдированное) (М.Ф. Мирчинк, М.И. Максимов, 1952). Или: природный режим, при котором единственной движущей пластовой силой является сила упругости газа, растворенного в нефти и выделяющегося из нее при понижении, давления (М.М. Платовский, М.Д. Розенберг, 1953).

Режим смешанный (valuing regime, combination drive) – режим залежи, при котором нефть или газ перемещаются в пласте скважинам за счет значительного одновременного действия двух или более видов энергии (М.И. Максимов, 1975). Или: режим работы залежи, когда при её эксплуатации явно выраженное одновременное действие различных источников энергии.

Режим упруговодонапорный (active water drive, elastic water drive) – режим работы залежи, при котором пластовая энергия при снижении давления проявляется в виде упругого расширения пластовой жидкости и породы. Или: режим нефтяной залежи, при котором углеводороды вытесняются в скважины под действием напора краевой воды. В отличие от водонапорного режима основным источником энергии напора воды являются упругость жидкости и упругость самой породы (М.Ф. Мирчинк., М.И. Максимов 1952).

Репрессия (repression) – противодавление на стенки скважины, величина которого определяется разностью между давлением в скважине на данной глубине и пластовым (поровым) давлением.

Сайклинг-процесс (cycling) – рециркуляция – метод разработки газоконденсатных залежей, предусматривающих обратную закачку отбензиненного газа. Или: способ разработки газоконденсатных месторождений с поддержанием пластового давления посредством обратной закачки газа в продуктивный горизонт.

Связь залежей гидродинамическая (hydrodynamic communication) – проявляется в изменении пластового давления обдной залежи под влиянием разработки другой. Осуществляется по водопроницаемым породам-коллекторам, к которым залежи приурочены.

Сепарация газа (gas separation) – очистка газа от жидких и твёрдых примесей. Или: процесс разделения (отделения, разъединения) твёрдой, жидкой и газовой (паровой) фаз потока с последующим извлечением из него твёрдой и жидкой фаз.

Сепарация газа низкотемпературная (low-temperature separation) – сепарация, основанная на охлаждении газа при его дросселировании (эффект Джоуля-Томсона).

Сжигание попутного газа (flaring) - выпуск попутного газа в атмосферу на факел.

Сжимаемость нефти (oil compressibility) – способность нефти изменять объём под действием внешнего давления.

Система подводного хранения нефти (SBS system) – система, предусматривающая загрузку танкеров с помощью буя или судна.

Система размещения скважин (bottom holes spacing system) – площадное расположение забоев скважин различного назначения для вскрытия ими продуктивной толщи.

Скважина законтурная (step-out well) – скважина, пробуренная на неразведанной площади поблизости от ранее открытого месторождения в расчёте на то, что она либо вскроет продуктивный пласт, являющийся продолжением ранее открытой залежи, либо даст возможность определить его контуры.

Скважинанепродуктивная (dry hole, duster) – скважина, законченная бурением, но не дающая промышленного количества нефти или газа.

Скважинанесовершенная гидродинамически (hydrodynamically imperfect well) – в отличие от гидродинамически совершенной скважины является несовершенной либо по степени вскрытия пласта, либо по характеру вскрытия пласта, либо по обоим признакам вместе, что приводит к уменьшению живой площади сечения фильтрации и к неравномерному ее распределению по стенке скважины. По этой причине дебит Г. н. с. любого типа всегда меньше дебита совершенной скважины.

Скважина несовершенная по качеству вскрытия пласта, гидродинамически (completly imperfect well) – скважина, вокруг которой сформированы зоны с изменяющейся проницаемостью (зона проникновения фильтрата бурового и цементного растворов и зона кольматации), является несовершенной по качеству вскрытия пласта.

Скважинапульсирующая (belching well) - скважина, периодически выбрасывающая жидкость.

Скважинасовершенная гидродинамически (hydrodynamically perfect well) – это скважина, которая обладает одновременно двумя качествами: 1) она пробурена по всей мощности эксплуатационного пласта (совершенная по степени вскрытия); 2) не обсажена трубами в пределах эксплуатационного пласта, т. с. стенка скважины равномерно проницаема для жидкости (совершенная по характеру вскрытия). При нарушении этих условии скважина становится гидродинамически несовершенной. Дебит гидродинамически совершенной скважины определяется формулой Дюпюи. Или: скважина, размещённая в центре кругового пласта с радиусом R_к, свойства которого изотропны во всех направлениях, причём жидкость поступает к открытому забою и является однофазной и несжимаемой.

Скважинафонтанная (blower, flowing well) – скважина, поступление флюида которой осуществляется за счёт пластовой энергии или за счёт совместного действия пластовой энергии и энергии, подаваемой в скважину с поверхности.

Скорость фазы, истинная (phase verified velocity) – отношение среднего по времени объёмного расхода данной фазы к площади сечения потока, занятой только этой фазой.

Скорость фильтрации (filtration velocity) – скорость определяется объёмным расходом жидкости через единицу площади поперечного сечения пласта. Пропорциональна градиенту давления, проницаемости породы и обратно пропорциональна вязкости фильтрующейся через породу жидкости. Скорость фильтрации всегда меньше истинной скорости движения жидкости.

Сопротивленияфильтрационные (filtration resistance) -сопротивления, возникающие при фильтрации жидкостей (газов) через пористую среду (пористый пласт).

Состояние скважин (behavior of well) - динамика показателей работы скважины.

Способ добычи жидкости из пласта, механизированный (artificial operating method) - способ, при котором используются те или иные средства откачки жидкости.

Стабилизация нефти (oil control) – многоступенчатая сепарация нефти с целью удалить их неё метана, этана и частично пропана и бутана. Производится до величины упругости паров товарной продукции, равной 0, 7 МПа при 38⁰ С.

Станциякомпрессорная (compressor station) – существенный элемент системы перекачки природного газа на большие расстояния.

Темп отбора запасов нефти (газа) (rate of recovery, withdrawal rate) – отношение (в %) годовой добычи углеводородов из объектов разработки к начальным или текущим (остаточным) извлекаемым запасам; или к начальным или текущим (остаточным) геологическим запасам.

Температура критическая (critical temperature) – наивысшая температура, при которой газ не переходит в жидкое состояние, как бы велико ни было давление.

Удаление воды из скважин (dewatering) – процесс, который осуществляют с помощью технологий и оборудования, ограничивающих влияние жидкости на режим эксплуатации скважин.

Уменьшать - увеличивать дебит скважины (bean back - bean up) - снижать - увеличивать производительность скважины путём установки штуцера или регулированием его диаметра.

Уравнение материального баланса залежи нефти (газа) (material balance equation) - изменение средневзвешенного (по нефте- или газонасыщенному объёму залежи) пластового давления от количества добытого продукта.

Уровеньгидростатический - пьезометрический уровень - (hydrostatic level) – уровень, до которого поднимается вода или нефть в буровой скважине. Выражается в метрах от уровня моря либо от поверхности земли, либо от верхней или нижней поверхности воды, заключенной в данном пласте.

Уровеньдинамический (flowing [working] level, dynamic level) - давление, устанавливающееся при работе скважины на данном режиме, или уровень напорных вод, устанавливающийся при естественном вытекании воды или при откачке её из напорного пласта. Или: уровень жидкости, находящийся в движении. В скважине наблюдаются установившиеся динамические уровни, замеряемые в процессе эксплуатации скважин при отборе из них в течение продолжительного времени одного и того же количества жидкости. Движущиеся динамические уровни замеряются непосредственно после пуска или остановки скважины. Или: уровень пластовой жидкости, который устанавливается в затрубном пространстве буровой скважины в процессе работы. Используется для расчёта глубины спуска насосного оборудования (насос, НКТ, штанги, кабель), установки пусковых и рабочих клапанов в газлифтных скважинах. А также обработки результатов исследований пластов и скважин.

Уровеньстатический (static level) – уровень жидкости, устанавливающийся в скважине после длительной ее остановки. Так как соседние скважины продолжают работать, статический уровень показывает динамическое пластовое давление в данной точке залежи.

Утечки жидкости через штанговый насос (fluid leakage) -утечки, которые происходят в результате износа рабочих поверхностей плунжера, цилиндра и клапанов насоса и увеличения зазоров между трущимися поверхностями.

Фаза газообразования, главная, ГФГ (main gas generation phase) – теоретическое понятие, характеризующее этап наиболее интенсивного образования природных газов в ходе термического разложения материнского органического вещества.

Фаза нефтеобразования, главная, ГФН (main oil generation phase) – этап максимальной генерации в материнском органическом веществе того или иного типа битумоидов, которые скапливаются в ловушках и образуют нефтесодержащие скопления.

Факторгазовый (gas factor, gas ratio) – количественное отношение газообразной и жидкой фаз, полученных путём дегазации пластовых жидкостей (нефти и воды).

Факторгазонефтяной (gas oil ratio, GOF) - число кубических метров растворённого газа, приходящееся на 1 м³ нефти, добываемой из скважины, при нормальных условиях. Или: отношение полученного из месторождения через скважину количества (объёма) газа (в м³, приведенного к атмосферным давлению и температуре 20°С, к количеству (массе или объёму) добытой за это же время нефти (в т или м³)при тех же условиях.

Фильтрация (filtration) – процесс течения жидкости и газа или их смесей через пористые среды различной природы и структуры.

Шапка газовая (gas cap) – скопление свободного газа в наиболее приподнятой части нефтяного пласта над нефтегазовой залежью.

Шламнефтяной (oil sludge) – отходы от переработки нефти, состоящие из нефтепродуктов, механических примесей и воды.

Эксплуатация газового месторождения, бескомпрессорная (natural pressure [straight] well operating) – добыча природного газа и подача его в магистральный газопровод за счёт естественной пластовой энергии на начальном этапе разработки месторождения пока величина пластового давления велика (5, 5 – 12 МПа).

Эксплуатациязакрытая в нефтедобыче (hermetic exploitation) – способ добычи нефти, при котором транспортирование ее от скважины до сборного пункта, отделение газа и воды осуществляется в герметизированной системе под давлением, больше атмосферного.

Эксплуатация компрессорная с эрлифтом (air-lift well operation) с газлифтом (gas-lift well operation) – способ эксплуатации нефтяных скважин, при котором в помощь пластовой энергии, уже недостаточной для подъёма нефти на поверхность, к башмаку подъемных труб подводится сжатый в компрессорах нефтяной газ (газлифт) или воздух (эрлифт), энергия расширения которых используется для подъема нефти.

Эксплуатация п робная, опытная эксплуатация (exploration) – начальный период разработки нефтяного (газового) месторождения или его части разведочными или опережающими (первыми добывающими) скважинами в целях получения необходимого количества информации, используемой для обоснования системы показателей промышленной разработки и составления и составления её технологической схемы.

Эксплуатация скважин, одновременно-раздельная (simultaneous exploitation of two or more strata) – способ одновременной эксплуатации двух или более продуктивных пластов одной скважиной с раздельным подъемом продукции из каждого пласта по самостоятельным и совместным каналам.

Эффект Жамэна (Jamin effect) – возникновение увеличенного сопротивления перемещению газированной нефти по тонкопористому пласту при прохождении ее через суженные места норовых каналов. Жамэном было установлено, что движение газированной жидкости (т. е. с пузырьками газа) по узким капиллярным каналам требует гораздо больших усилий, чем при движении по этим каналам чистой жидкости (без газовых пузырьков). Основные причины эффекта Жамена— поверхностное натяжение и капиллярность. При движении газированной жидкости, состоящей из чередования капелек нефти и пузырьков газа, последние сжимаются, деформируются, вследствие чего затрудняется нормальное движение жидкости.

Явления на месторождениях природного газа, геодинамические (geodynamic phenomena) – природные явления, приводящие в результате разработки к изменению напряжённо-деформированного состояния горных пород.

Языкгазовый (gas finger) – опережающее движение газа газовой шапки по напластованию пород к скважинам, дренирующим нефтяную часть пласта в газонефтяной залежи, на её локальном участке.

Языки обводнения (formation water fingers) - прорыв напорной контурной воды (при водонапорном режиме) к скважине или в любом другом месте, вплоть до разрезания залежи на части. Или: опережающее продвижение по напластованию пород к добывающим скважинам воды, нагнетаемой в пласт, или законтурной воды на локальном участке разрабатываемой нефтяной или газовой залежи.